облегченный буровой раствор для вскрытия продуктивности пласта

Формула изобретения

Облегченный буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта, содержащий карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, добавку на основе синтетических жирных кислот СЖК и воду, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ и алюмосиликатные микросферы, а в качестве добавки на основе синтетических жирных кислот - кубовые остатки производства синтетических жирных кислот с числом углеводородной цепи C₁₆-C ₂₃ и с кислотным числом не менее 100, омыленные щелочью при следующем соотношении компонентов, мас.%:

КМЦ	1,0-1,2
Кубовые остатки производства СЖК	1,0-2,0
Щелочь	0,5-0,7
ПАВ	0,1-0,2
Алюмосиликатные микросферы	5-20
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для вскрытия высокопроницаемых продуктивных пластов с нормальными и аномально-низкими пластовыми давлениями (АНПД), а также для предупреждения и ликвидации осложнений при бурении поглощающих пластов.

Известна облегченная инвертная дисперсия [1], содержащая углеводородную жидкость, воду, алюмосиликатные микросферы и ПАВ при следующем соотношении компонентов, % мас.: углеводородная жидкость 20-52; алюмосиликатные микросферы 2-30; вода - остальное.

Недостатками известной облегченной инвертной дисперсии являются экологическая опасность и неустойчивость во времени.

Наиболее близким техническим решением к заявленному является буровой раствор [2], содержащий, % мас.: полиакриламид 0,1-03; карбоксиметилцеллюлозу 0,1-0,3; реагент «Спринт» - смесь неионогенных и анионогенных ПАВ на основе синтетических жирных кислот 0,1-0,3; вода - остальное.

Основными недостатками известного бурового раствора являются низкие структурно-механические, изолирующие свойства, высокие показатели плотности и фильтрации вследствие чего снижается качество вскрытия продуктивных пластов, возможны поглощения и потери раствора. Недостатки этого раствора связаны с тем, что при повышенных температурах в скважине полиакриламид разрушается из-за деструкции, в растворе отсутствует кольматирующая, структурообразующая дисперсная фаза, позволяющая формировать на стенках скважины непроницаемую изолирующую корку, ограничивающую фильтрацию дисперсной среды в пласт.

Целью настоящего изобретения является повышение качества раствора за счет снижения показателя фильтрации, повышения структурно-механических и гидроизолирующих свойств, формирования фильтрационной корки при сохранении низкой плотности раствора и высокого коэффициента восстановления проницаемости пласта.

Технический результат изобретения - повышение качества вскрытия продуктивных пластов, предупреждение поглощений бурового раствора.

Поставленная цель и технический результат достигаются тем, что известный буровой раствор, включающий карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, добавку на основе синтетических жирных кислот СЖК и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ и алюмосиликатные микросферы, а в качестве добавки на основе синтетических жирных кислот - кубовые остатки производства синтетических жирных кислот с числом углеводородной цепи С₁₆-С ₂₃ и с кислотным числом не менее 100, смыленные щелочью при следующем соотношении компонентов, % мас.:

КМЦ	1,0-1,2
Кубовые остатки производства СЖК	1,0-2,0
Щелочь	0,5-0,7
ПАВ	0,1-0,2
Алюмосиликатные микросферы	5-20
Вода	остальное

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны буровые растворы, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый буровой раствор отличается от известного тем, что кубовые остатки СЖК при реакции с NaOH образуют мыло, которое является в растворе структурообразователем, формирующим основные реологические параметры. Образующееся мыло, имея неиногенные и анионактивные поверхностноактивные свойства, совместно с ПАВ гидрофобизирует поверхность алюмосиликатных микросфер, сохраняя при этом сродство к дисперсионной среде - воде. В результате поверхность микросфер покрывается ПАВ и омыленными молекулами СЖК, а сами микросферы остаются во взвешенном состоянии в высоковязкой гелеобразной дисперсионной среде. При этом раствор сохраняет стабильность и не расслаивается длительное время. СЖК, ПАВ и КМЦ устойчивы к воздействию повышенных температур. Кроме того, омыленные кубовые остатки СЖК и ПАВ гидрофобизируют породу коллектора в поровых каналах, что способствует повышению качества вскрытия продуктивного пласта.

В разработанном растворе алюмосиликатные микросферы понижают плотность, повышают структурно-механические и изолирующие свойства раствора, защищают пласт от загрязнения и поглощения.

Вследствие взаимного влияния омыленных кубовых остатков СЖК, полимера и ПАВ, (т.е. синергетического эффекта) на микросферы заявленный раствор имеет удовлетворительные технологические свойства.

Из существующего уровня техники нам неизвестно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый раствор, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

В качестве загустителя дисперсионной среды и понизителя водоотдачи могут быть использованы КМЦ отечественного и импортного производства с степенью полимеризации 600-900 и степенью замещения 80-85, полианионная целлюлоза, крахмал, ксантановые биополимеры.

В качестве ПАВ, улучшающих стабильность бурового раствора за счет гидрофобизации поверхности микросфер, могут быть использованы нефтенол ГФ, неонол БС-1, синол АН-1, ИВВ-1, ОП-10.

Кубовые остатки СЖК с числом углеводородной цепи С₁₆ -C₂₃ и кислотным числом 120-150 выпускаются ПО «Омскнефтеоргсинтез».

Алюмосиликатные микросферы марки МС-400 выпускаются ЗАО «Гранула» (г.Екатеринбург).

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером (таблица, состав №5).

В 762 мл пресной технической воды растворили 9,6 г КМЦ, нагрели до 50-55°С и добавили 16 г кубовых остатков СЖК. После полного растворения кубовых остатков СЖК производили их омыление добавлением 11,7 мл раствора NaOH в виде 48%-ного раствора. В смыленный раствор последовательно добавили 0,8 мл ПАВ и 40 г алюмосиликатных микросфер марки МС-400 и перемешивали в течение 1 часа для охлаждения раствора до комнатной температуры, а также для равномерного распределения МС-400 в объеме раствора.

Аналогичным образом готовили другие заявляемые составы бурового раствора с различным соотношением ингредиентов.

В лабораторных условиях исследовали следующие составы заявленного раствора и раствора прототипа: показатель фильтрации по фильтр-прессу фирмы FANN при перепаде давления 0,7 МПа (Ф, см³ /30 мин); пластическую вязкость ( _пл, мПа^c); динамическое и статическое напряжение сдвига ( и СНС_1/10, дПа) на реовискозимстре фирмы FANN, плотность на рычажных весах (d, кг/м ³).

Гидроизолирующие свойства и коэффициент восстановления проницаемости определяли на установке фильтрации УИПК-1М.

Как показывают данные, приведенные в таблице, заявленный буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации, плотности, высокие значения реологических параметров. Коэффициенты восстановления проницаемости кернов равен 98,3% (состав №5).

Заявленный раствор с такими показателями свойств обеспечит более качественное вскрытие продуктивных пластов и более эффективное предупреждение и ликвидацию осложнений.

Источники информации

1. Патент №2176261, кл. С09К 7/02, 2001 г.

2. Патент РФ, №1776264, кл. С09К 7/02, 1990 г.

Таблица Состав и свойства заявленного бурового раствора и раствора - прототипа
№ пп	Состав раствора, мас.%								Свойства раствора
	ПАА	КМЦ	Куб. ост. СЖК	NaOH	Реагент «Спринт»	ПАВ	МС-400	Вода	d, кг/м3	Ф, см 3/30 мин	пл, мПа·с		, дПа	СНС 1/10, дПа
Раствор по прототипу
1	0,3	0,3	-	-	0,3	-	-	ост. (99,1)	1002	14,0	2,0	6,0		0/0
Заявленный раствор
2		0,3	1,0	0,5		0,1	5	ост. (93,1)	980	18,0	неустойчив
3		0,7	1,0	0,5		0,1	10	ост. (87,7)	960	11,0	неустойчив
4		1,0	2,0	0,7		0,1	10	ост. (86,2)	960	6,0	25,0	96,0			16,6/23,8
5		1,2	2,0	0,7		0,1	5	ост. (91,0)	980	5,2	24,0	200			48,8/63,4
6		1,2	2,0	0,7		0,2	15	ост. (80,9)	945	4,8	25,4	209			49,2/64,3
7		1,2	2,0	0,7		0,2	20	ост. (75,9)	930	4,3	31,0	240			49,8/65,2
8		1,0	3,0	0,8		0,2	5	ост. (90,0)	980	не текуч	-	-			-